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石油学报 2010年第06期杂志 文档列表

石油学报杂志地质勘探

中国中西部地区海相碳酸盐岩油气藏类型与成藏模式871-878

摘要：海相碳酸盐岩是近年来中国油气勘探的重要领域。由于中国海相盆地碳酸盐岩时代古老,使得油气分布十分复杂,勘探难度大。研究认为,中国中西部地区三个主要海相盆地古生界都发育优质烃源岩,主要以泥岩、泥灰岩和煤系为主,热演化程度多数已进入高—过成熟阶段。其中,四川盆地和鄂尔多斯盆地碳酸盐岩组合在燕山期达到最大埋深,储层大部分都经历过原油裂解以上的高温过程,原油难以保存,以形成裂解气为主,或者是高成熟煤型气;而塔里木盆地塔中和塔北继承性隆起部位始终没有经历180℃以上的高温条件,而且最大埋深是在喜山期以来,因此在构造高部位保存了大规模的古油藏。根据海相碳酸盐岩油气藏被调整、改造与再富集过程的特点,把中国中西部地区海相碳酸盐岩油气藏类型分为原生油气藏和次生油气藏,存在单源单期充注成藏型和多源多期充注成藏型,建立了中国中西部地区海相碳酸盐岩油气的成藏模式。

鄂尔多斯盆地上古生界多藏大气田形成的关键因素及气藏性质的嬗变879-884

摘要：鄂尔多斯盆地上古生界广覆式气源岩与多层砂岩体交互,天然气在自生自储、下生上储等多种组合情况下以及在河口坝砂体、河道充填砂体、辫状河下切谷砂体及地层超覆等多种圈闭条件下成藏。鄂尔多斯盆地上古生界大气田具有大面积产纯气,无明显边水、底水,基本上是低压等特点,这与天然气藏性质由侏罗纪至早白垩世的深盆气嬗变为现今特殊类型的岩性气藏有关。分析计算证明,这种变化可能是通过古深盆气再经砂岩储层扩散运移的天然气,以凝析水的形式将气层内的可动水排出实现的。晚白垩世以来,构造由南低北高转变为西低东高,向东部上倾方向有泥质岩遮挡;由南向北的地层静压力差极小,加上同期生气量大量减少（仅占总生气量的5%）,生气超压消失殆尽,早期较弱的渗流动力更趋于零,北部致密带的侧向封堵作用更加凸显等,也是最终形成多藏岩性大气田的客观条件。

渤海海域古近系、新近系原油富集/贫化控制因素与成藏模式885-893

摘要：渤海海域油气勘探经历了40多年的曲折历程,原油垂向分布规律及控制因素的复杂性制约了其勘探进程。基于断裂活动、烃源岩演化与区域盖层的研究,对全区已发现油藏的垂向富集规律及其控制因素进行了深入的分析。结果表明,（晚期）新构造运动对原油成藏与分布起到主导作用。通源断裂垂向输导原油的能力与其活动速率有关,活动速率小于10m/Ma的断裂输导能力弱,主要起封闭作用;活动速率为10-25m/Ma的断裂起到输导与封闭双重作用;活动速率大于25m/Ma的断裂主要起输导作用。晚期断裂活动速率、活跃生油岩与区域性盖层的发育分布及其时空配置关系,共同控制了古近系、新近系原油的富集与贫化。并归纳了渤海海域古近系、新近系4种原油富集/贫化模式,即古近系富集模式、古近系与新近系共同富集模式、新近系富集与古近系贫化模式以及新近系贫化模式。

歧口凹陷沿岸带新生代构造特征及其形成机制900-905

摘要：歧口凹陷沿岸带是一条分隔歧口凹陷陆上和海域不同构造体系的NNE—NE的复杂构造变形带。在其两侧,盆地结构分别表现为半地堑和地堑式。在平面上,自南向北歧口凹陷沿岸带可以分为三个具有明显不同的新生代构造变形组合特征的区段：南部的斜列式走滑变形带,体现为一系列阶梯状展布的张扭断层,同时伴有岩浆活动和滑塌浊积体发育;中部的宽缓挠曲变形带,构造样式简单,地层只有微弱变形,但仍然伴随强烈的火山活动;北部的复杂断裂褶皱带是受基底走滑断层影响而形成的古近纪重力滑脱断层和新近纪花状构造的有机结合体。总体上,沿岸带复杂的构造组合特征是受到深部向北隐没的新生代右旋基底走滑断裂活动的控制,是渤海湾盆地内兰聊断裂通过歧口凹陷时的构造表现。歧口凹陷沿岸带在不同区段的构造变形特征,也造成了不同区段的油气成藏模式的差异性。

渤海海域沙三段烃源岩评价及排烃特征906-912

摘要：利用加权平均的方法,对单井烃源岩地化指标进行了计算。在此基础上,采用单井地质地化数据与地震反演、沉积相、构造埋深等资料＂点—面＂相互结合、验证的方法,对烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型进行了平面预测与评价。根据这些预测结果,应用生烃潜力法建立了3种类型有机质的排烃模式并对烃源岩排烃特征进行了系统评价。结果表明,沙三段烃源岩具有厚度大、有机质丰度高、有机质类型好的特征,但各凹陷差别较大;Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型有机质对应的排烃门限分别为2 740m2、795m和2 850m,总排烃量为174.66×10^8t,主要分布在渤中、辽中、黄河口、歧口等凹陷,馆陶组和明化镇组沉积期是主要的排烃期。综合而言,沙三段烃源岩排烃量大,且大部分凹陷属于晚期排烃,具有良好的资源前景。

柴达木地区上古生界石炭系烃源岩评价913-919

摘要：通过柴达木盆地周缘地区上古生界暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及碳质泥岩的有机地球化学的测试分析,研究结果表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力。下石炭统暗色泥岩有机碳含量一般达到了差到中等,而上石炭统暗色泥岩有机碳含量达到好或者很好;上、下石炭统的暗色灰岩有机碳含量均比较低,一般仅为非到差等烃源岩。有机碳评价较好的泥岩主要发育在潮坪、泻湖、沼泽相沉积相类型中;剖面上评价较好的层位为怀头他拉组的中部和克鲁克组及其扎布萨尕秀组的下段,评价结果已经达到好到很好等级。样品中的有机质类型均以Ⅲ型和Ⅱ2型为主。除都兰、格尔木地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生烃、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景。

南海南部曾母盆地新生界煤系烃源岩生油条件920-926

摘要：在广泛调研前人研究的基础上,对曾母盆地新生界典型煤系烃源岩的有机地球化学、有机岩石学以及沉积成因特征进行了系统分析,进而探讨了该盆地煤系烃源岩的生油潜力。微观显微组分组成及成因分析,结合宏观沉积相研究,揭示出曾母盆地具有良好生烃潜力的下中新统煤系烃源岩发育于下三角洲平原带的红树林沉积环境中。对显微组分定量数据、基本生烃指标以及烃源岩热演化阶段的分析表明,该套煤系烃源岩具有在低熟阶段生油以及排烃的良好条件。另外,由于烃源岩中丰富的渗出沥青体生成而产生的内部增压,导致了大量相互连通的微裂隙发育,这有助于煤系烃源岩中析出油滴的汇聚以及排出。

哈尔金混合气藏成因及气体的垂向分布规律927-932

摘要：松辽盆地长岭断陷哈尔金气藏（营城组）是烃类（CH4）与CO2混合气藏。对哈尔金混合气藏成因、气源特征及成藏期次研究表明,该混合气藏是烃类先于CO2注入,气藏定型于新近纪,属晚期成藏。根据天然气在气藏中浮力与毛细管力平衡的物理模型,推演出烃类气藏含气饱和度分布的数学模型,该模型反映了储层中原始含气饱和度分布的基本原理。混合气藏中各种气体垂向分布符合重力分异原理,在均匀介质储层条件下,从气藏的底部向顶部,密度较大的CO2饱和度逐渐降低,而密度相对较小的CH4饱和度逐渐增加。在构造混合气藏的多孔介质储层中,密度大的CO2气占据较大的孔隙部分,密度相对较小的CH4气占据中等孔隙部分,而束缚水占据较小的孔隙部分。哈尔金混合气藏顶部CO2含量高于底部是由于储层孔隙结构的变化所致。

关于维护科技道德、加强自律的联合公告932-932

摘要：为了加强科技界精神文明建设，提高科技工作者和编辑部工作人员的职业道德水平，保障我国科技事业的健康发展，《石油学报》、《石油勘探与开发》、《天然气工业》、《石油地球物理勘探》、《新疆石油地质》、《天然气地球科学》、《海相油气地质》、《特种油气藏》、《油气地质与采收率》、《石油实验地质》、《大庆石油地质与开发》、《中国海上油气》、《钻井液与完井液》、《测井技术》、《中国石油大学学报（自然科学版）》、《国外测井技术》、《石油工业计算机应用》、《石油钻采工艺》、《断块油气田》、《油气储运》、《石油与天然气地质》、《中国石油勘探》、《石油物探》等编辑部经过认真讨论，决定联合发表如下公告：

塔北地区奥陶系灰岩段裂缝特征及其对岩溶储层的控制933-940

摘要：构造作用形成的裂缝对碳酸盐岩岩溶储层的形成及改造至关重要。对大量的岩心、薄片、阴极发光、成像测井及测试资料的综合研究表明,塔北地区奥陶系灰岩段发育有3类成岩缝和3期构造（溶蚀）缝。3期构造缝对应3个构造旋回,分别为晚加里东—早海西期方解石及泥质充填的构造张裂缝、晚海西期—印支期方解石充填的共轭剪切缝以及燕山—喜山期半充填或未充填的剪性网状微—小缝。构造缝的形成直接促进了岩溶作用的发生,溶蚀缝往往改造前期的构造缝,虽发生时间稍有滞后,但仍属同期。各类裂缝的形成时间、规模、充填特征、成像测井特征及阴极发光性各异。构造缝、溶蚀缝控制了岩溶储层的发育和分布。裂缝自身溶蚀扩大或与溶蚀孔洞配置构成了油气储集的主要空间,也是提高碳酸盐岩储层储渗性能的重要因素之一。成岩缝张开度较小,水体的沟通、横向疏导作用有限,对加速岩溶作用的发生贡献有限。

松辽盆地北部徐家围子断陷营城组火山岩受控机制分析941-945

摘要：营城组火山岩是松辽盆地北部徐家围子断陷天然气最有利的储集体,其中营一段火山岩以中酸性为主,分布于断陷的中、南部;营三段火山岩以酸性为主,分布于断陷的中、北部。最新三维地震勘探研究成果表明,两者具有不同的发育特征：营一段火山岩喷发和分布明显受徐中断裂控制,表现为从断陷中部向南端扩展的特征;营三段火山岩喷发和分布则受徐东断裂构造带控制,表现为从断陷中部向北端扩展的特征。对火山岩厚度与断裂的叠合关系及区域构造特征分析表明,营城组火山岩的发育特征与西太平洋板块对东亚陆缘俯冲造成松辽盆地岩石圈拉伸减薄的地质规律相吻合,火山活动从断陷中部往南北两端扩展受构造应力场特征及断陷演化规律控制。

泌阳凹陷北部斜坡带生物降解油的油源对比946-951

摘要：生物降解油尤其是严重生物降解油,其油源对比一直是个难点。针对严重生物降解油的常规生物标志化合物特征,提出用C29藿烷替代C30藿烷计算伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/2×C29藿烷,暂称新伽马蜡烷指数）,研究认为它更能反映生物降解油母质形成的水体环境。并用伽马蜡烷/2×C29藿烷和2×C24四环萜烷/C26长链三环萜烷作图版,可以将泌阳凹陷北部斜坡带不同层位原油很好地区分开,达到生物降解油的油源对比目的。油源对比结果,井楼和古城地区核三上段原油和核三下段原油主要源自其相应层段的源岩,新庄以核三上段油源为主,杨楼以核三下段油源为主。

塔中地区碳酸盐岩储集相控建模技术及应用952-958

摘要：针对塔中地区溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层非均质性极强的特点,充分利用多种地震信息,高度综合地质、钻井、测井、地震等资料,将传统的＂相控建模＂思想引入碳酸盐岩储层建模当中,提出了溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层建模新技术——＂碳酸盐岩储集相控建模技术＂。研究结果表明,该技术利用＂碳酸盐岩储集相＂和地震波阻抗反演数据体进行双重控制和约束,能有效增加模型的确定性,降低随机方法的多解性,显著提高储层建模的精度,是建立碳酸盐岩储层参数地质模型有效的建模方法。其建模结果与地质实际相符合,客观地反映了溶蚀孔洞型碳酸盐岩储层的严重非均质性,改善了碳酸盐岩储层三维地质随机建模方案,能为油藏精细描述、数值模拟、开发方案的制定提供合理的三维储层模型。

石油学报杂志油田开发

高含水油田油藏地球物理技术——中国石油物探的新领域959-965

摘要：从高含水油田深度开发需求的角度和油藏地球物理发展的历程,指出高含水油田油藏地球物理技术是中国石油物探研究的新领域,并提出在高含水油田发展油藏地球物理技术具有10项地质任务。对高含水油田油藏地球物理技术研究涉及的地震属性分析技术的适应性、储层物理特征曲线重构的必要性与可行性、井震联合地震反演井数据的应用、开发地震的成图单元等重要认识问题进行了探讨。通过对低级序断层识别、微幅度构造解释、薄互层储层预测等关键技术的研究,以中国东部某油田的应用为例,说明了在高含水油田发展油藏地球物理技术的必要性和可行性。

高煤阶煤层气储层动态渗透率特征及其对煤层气产量的影响966-969

摘要：通过开展干样煤储层地质效应实验,结合数值模拟方法,研究了煤储层渗透率动态变化特征及其对煤层气井产能的影响。实验结果证明,煤储层渗透性在开发过程中呈不对称＂U＂型变化,初期以应力敏感性为主,随着开发进程深入,基质收缩效应逐步增强。当压力从2MPa增加到10MPa时,气相渗透率降低90%;应力降低后,渗透率不能恢复到原始水平。P＆M渗透率模型模拟结果说明,渗透率初期减小,后期增大;压力降至临界解吸压力4.4MPa时,渗透率降低了34%;继续降压至2.5MPa时,渗透率提高至初始水平,压力递减至0.7MPa时,渗透率增至初始渗透率的2.8倍。同时,煤储层地质效应严重影响煤层气井产能。因此,煤层气生产应以渗透率动态变化为依据,不断进行调整和优化。

非均质底水油藏水平井水淹规律研究970-974

摘要：应用洛伦兹曲线评价储层的非均质性,通过反解洛伦兹曲线的方法得到具有统一地层传导系数均值的不同非均质程度油藏的渗透率分布,建立了典型底水油藏地质模型。采用数值模拟方法研究了非均质底水油藏水淹规律。结果表明,当变异系数Vk≤0.2时,油藏可被视为均质的;底水沿高渗透条带突进,渗透率剖面与含水剖面、产液剖面具有一致性;无水采收率与变异系数之间呈修正的逻辑斯蒂函数关系;半对数坐标系下含水率随采出程度的变化关系曲线呈S型,且含水率与可采储量采出程度呈函数关系;Vk〈0.3时,油藏见水模式为线状见水整体水淹,0.3≤Vk〈0.7时,油藏见水模式为点状见水整体水淹,Vk≥0.7时,油藏见水模式为点状见水局部水淹。

高温油藏内源微生物的堵调及种群分布975-979

摘要：针对高温高压油藏（65℃、11MPa）,以其中内源微生物群落为主要对象,利用物理模拟及分子生物学手段研究了内源微生物被激活后与多孔介质间的相互作用及其群落分布特征。研究发现,内源微生物激活后使岩心渗透率由1.64μm^2降至1.01μm^2。多孔介质和油水两相界面均表现出显著的细胞截留能力,水驱2PV后产出液细菌浓度由10^8个/mL降至10^6个/mL以下,而每毫升岩心中细菌总量约为7×10^8个。利用分子方法研究群落结构发现,以糖类、烃类和脂肪酸为底物的代谢活动已被激活并在产出液或岩心不同位置形成优势,并且产出液和岩心中产甲烷古菌一致,而岩心内细菌种类丰富（〉20种嗜热菌）,且多样性高于产出液。

基于JNI技术C＋＋测井应用程序集成方法980-984

摘要：一体化网络测井处理解释平台是一个采用Java语言开发的全新的跨平台的大型综合测井处理解释系统,向前兼容、最大限度将不同方式及不同编程语言的应用程序无缝集成、进而实现资源共享,不仅体现平台可扩充性和兼容性的设计特点,也是决定平台顺利推广的重要功能之一。在平台集成的应用程序中,利用C＋＋编写的应用程序占主要部分。通过大量测试以及对本地化接口（JNI）技术的研究,建立了一套C＋＋应用程序集成模式,将平台绘图、数据与C＋＋应用程序有机结合,实现了平台对C＋＋语言应用程序的无缝集成。利用此集成模式及方法避免了重复编码,缩短了模块开发时间,提高了平台应用模块开发速度,通过实际应用,满足现场应用要求。